|
Прочность, надежность, долговечность |
122-126 |
Влияние экспандирования труб на перераспределение остаточных напряжений после формовки
Н. А. Махутов a, Д. А. Неганов a, Е. П. Студёнов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-122-126
Аннотация: Трубы для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов в заводских условиях получают методами формовки и сварки. Для обеспечения цилиндрической формы и снижения остаточных напряжений, возникающих вследствие активного изгиба и последующей разгрузки, применяется технология экспандирования. Экспандирование трубы приводит к существенному изменению величин остаточных деформаций
и напряжений. Цель данного исследования – определение влияния остаточных напряжений и деформаций на напряженно-деформированное состояние трубопровода при его эксплуатации и обоснование целесообразности учета этих величин в расчетных моделях, используемых для определения прочности и долговечности трубопроводов с дефектами. Приведены результаты расчетов и графики распределения напряжений и деформаций при изгибе заготовки и перераспределения данных величин в процессе экспандирования. По результатам расчетов установлено, что конечные суммарные величины остаточных напряжений и остаточных деформаций от изгиба и экспандирования являются важными составляющими напряженно-деформированного состояния эксплуатируемых трубопроводов в условиях их циклического нагружения, а также при оценке эффектов деградации пластичности материала труб. Сделан вывод о том, что данные факторы следует учитывать при выполнении поверочных расчетов длительно эксплуатируемых трубопроводов, когда их фактическое состояние по данным диагностики и анализа не отвечает современным требованиям прочности.
Ключевые слова: прочность, долговечность, остаточные напряжения, экспандирование, формовка труб, магистральный трубопровод.
Для цитирования:
Махутов Н. А., Неганов Д. А., Студёнов Е. П. Влияние экспандирования труб на перераспределение остаточных напряжений после формовки // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 122–126.
Список литературы:↓
[1] Биргер И. А. Остаточные напряжения. М. : Машгиз, 1963. 232 с.
[2] Гриневич Е. В., Колотникова О. В. Исследование полей остаточных напряжений при поверхностном упрочнении цилиндрических изгибов // Прочность и долговечность элементов конструкций : сб. научн. трудов. Куйбышев : КПтИ, 1983. С. 88–97.
[3] Буркин С. П., Шимов Г. В., Андрюкова Е. А. Остаточные напряжения в металлопродукции : учебное пособие. Екатеринбург : Изд-во Уральского университета, 2015. 248 с.
[4] Научные основы повышения малоцикловой прочности / Н. А. Махутов [и др.]. М. : Наука, 2006. 624 с.
[5] Methods of the calculation and experimental determination of the local residual stresses under spectrum of compex loading / N. A. Makhutov [at al.] // Journal of Machinery Manufacture and Reliability. 2015. No. 6. P. 531–538.
[6] Неганов Д. А., Нестеров Г. В., Богач А. А. Компьютерное моделирование процесса формовки трубной заготовки большого диаметра // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. T. 7. № 2. С. 48–55.
|
|
127-137 |
Экспериментальные исследования по изучению возможности изготовления отводов холодного гнутья с увеличенными углами изгиба
Г. В. Нестеров a, О. А. Задубровская a, Д. А. Гаврилов a, П. В. Пошибаев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-127-137
Аннотация: Отводы холодного гнутья используются для поворота трассы магистральных трубопроводов в горизонтальной и вертикальной плоскостях и являются наиболее простыми и экономичными в производстве. Их недостаток – меньшие по сравнению с другими типами отводов углы поворота. В статье представлены результаты экспериментальной гибки отводов холодного гнутья, изготовленных из труб класса прочности К56, с увеличенными по сравнению с нормативными требованиями углами изгиба, а также результаты испытаний образцов металла деформированной и недеформированной зон экспериментальных отводов. Установлено, что отводы 720×8 мм и 1020×17 мм при углах поворота до 13 и 9,1° соответственно сохраняют удовлетворительные геометрические параметры и не склонны к образованию гофр. Изучение влияния упрочнения при холодной деформации на изменение механических свойств деформированных зон отводов показало соответствие нормативным требованиям значений временного сопротивления, предела текучести, относительного удлинения и ударной вязкости. При этом определено, что состояние поставки проката исходной трубы-заготовки влияет на уровень ударной вязкости и порог хладноломкости отводов: при испытании металла отвода из проката после высокого отпуска были выявлены более высокие значения этих параметров, чем при испытании металла отводов из проката после контролируемой прокатки. В целом экспериментальные исследования подтвердили возможность изготовления отводов холодного гнутья с увеличенными углами изгиба из труб российского производства класса прочности К56. Использование таких отводов при строительстве магистральных трубопроводов позволит снизить общее количество отводов, уменьшить объем работ и, следовательно, затраты на строительство.
Ключевые слова: отводы холодного гнутья, труба, угол изгиба, радиус изгиба, механические свойства, трубогибочный станок.
Для цитирования:
Экспериментальные исследования по изучению возможности изготовления отводов холодного гнутья с увеличенными углами изгиба / Г. В. Нестеров [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 127–137.
Список литературы:↓
[1] Алешин В. В. Оценка прочности магистральных трубопроводов с холодногнутыми отводами // Безопасность труда в промышленности. 2005. № 4. C. 63–66.
[2] Определение оптимальных технологических параметров при изготовлении отводов холодного гнутья / С. В. Нефедов [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 2. С. 45–49.
[3] Qiang C., Lingkang J., Yinglai L., Peng W. Effects of cold bending on properties of X80 large diameter line pipes / Proceedings of HSLP 2010: International Seminar on Application of High Strength Line Pipe. Xi’an, China, 2010. Р. 186–190.
[4] Есиев Т. С., Войдер К. А., Глухов М. Г. Анализ влияния холодной пластической деформации, возникающей в процессе изготовления, на механические свойства основного металла и металла сварных соединений отводов холодного гнутья из спиральношовных труб // Вести газовой науки. 2014. № 1. С. 98–104.
[5] Применение труб с высокой деформационной способностью при изготовлении методом холодного изгиба криволинейных отводов с большим углом / Н. Судзуки [и др.] // Газовая промышленность. 2017. № 4. С. 66–71.
[6] Изменение свойств труб класса прочности К60 с повышенной деформационной способностью при изготовлении отводов холодного гнутья / И. П. Шабалов [и др.] / Инновации и импортозамещение в трубной промышленности : труды XXII Международной научно-практической конференции «Трубы–2016». Челябинск : РосНИТИ, 2016. С. 42–52.
[7] Влияние нагрева и деформации на свойства металла высокодеформируемых труб при изготовлении холодногнутых отводов / И. П. Шабалов [и др.] // Металлург. 2016. № 10. С. 63–71.
[8] Нестеров Г. В., Богач А. А., Гаврилов Д. А. Моделирование процесса изготовления отводов холодного гнутья // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 56–61.
|
|
138-147 |
Определение минимального шага измерений пространственного положения трубопровода при оценке напряженно-деформированного состояния с поверхности грунта
Р. В. Агиней a, Р. Р. Исламов b, Э. А. Мамедова c, А. А. Фирстов d, В. А. Середёнок e
a Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
b АО «Транснефть–Север», 169300, Россия, Ухта, проспект А. И. Зерюнова, 2/1
c ООО «Газпром проектирование», Нижегородский филиал, 603005, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26
d Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Россия, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21 линия, 2
e ПАО «Газпром», 117997, Россия, Москва, ул. Наметкина, 16, ГСП-7
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-138-147
Аннотация: Существующие методики определения радиуса изгиба оси подземных магистральных трубопроводов с поверхности грунта имеют недостатки, связанные с отсутствием исследований влияния на результаты расчетов шага измерений глубины залегания трубопровода и погрешности оборудования. Цель настоящего исследования – определение минимального шага измерений пространственного положения трубопровода трассопоисковым оборудованием при оценке напряженно-деформированного состояния с поверхности грунта. Предполагается, что изгиб в сечении трубопровода имеется только в одной плоскости. Он рассматривается как совокупность трех точек оси, которые можно соединить частью окружности.
Предложены выражения для нахождения действительных значений радиусов изгиба для двух граничных случаев. Получены зависимости абсолютной разности максимальных изгибных напряжений от шага измерений при различных значениях абсолютной погрешности оборудования для трубопровода диаметром 1400 мм. Установлено, что для обеспечения погрешности абсолютной разности максимальных изгибных напряжений не более 50 МПа минимальный шаг измерений должен составлять от 20 до 60 м (он варьируется в зависимости от погрешности трассопоискового оборудования). На языке программирования MatLab был написан программный код, позволяющий построить трехмерный график зависимости абсолютной разности максимальных изгибных напряжений от шага измерений при различных значениях абсолютной погрешности оборудования. Установлено, что радиус изгиба трубопровода не влияет на значение минимального шага измерений пространственного положения трубопровода.
Ключевые слова: подземный трубопровод, напряженно-деформированное состояние, поперечный изгиб, радиус изгиба, пространственное положение трубопровода, трассопоисковое оборудование.
Для цитирования:
Определение минимального шага измерений пространственного положения трубопровода при оценке напряженно-деформированного состояния с поверхности грунта / Р. В. Агиней [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 138–147.
Список литературы:↓
[1] Агиней Р. В., Исламов Р. Р., Мамедова Э. А. Определение напряженно-деформированного состояния участка трубопровода под давлением по результатам измерения коэрцитивной силы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 284–294.
[2] Напряженно-деформированное состояние газопровода, приводящее к аварийному разрушению / Ю. В. Александров [и др.] // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2009. № 7. С. 42–45.
[3] Влияние напряженно-деформированного состояния на предельное состояние трубопровода / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 12–16.
[4] Liu W., at al. Strain design method of buried pipeline crossing fault // Engineering Failure Analysis. 2019. Vol. 105. P. 659–671.
[5] Zeng X., Dong F., Xie X., Du G. A new analytical method of strain and deformation of pipeline under fault movement // Information Journal of Pressure Vessels and Piping. 2019. Vol. 172. P. 199–211.
[6] Girgin S., Krausmann E. Analysis of pipeline accidents induces by natural hazards: Final report. Joint Research Centre, 2014. 73 p.
[7] Исламов Р. Р., Фридлянд Я. М., Агиней Р. В. Ретроспективный анализ причин отказов на магистральных нефтегазопроводах, работающих в осложненных инженерно-геологических условиях // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 6. С. 38–44.
[8] Исламов Р. Р., Агиней Р. В. Стендовые испытания волоконно-оптического метода оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 4. С. 39–42.
[9] Бирилло И. Н. Точность расчета радиусов изгиба оси трубопровода в зависимости от шага контроля ее конфигурации // Наука в нефтяной и газовой промышленности. 2011. № 2. С. 6–10.
[10] Варшицкий В. М., Фигаров Э. Н., Лебеденко И. Б. Исследование напряженного состояния трубопроводов с ненормативной кривизной оси // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. С. 273–277.
[11] Гумеров К. М., Харисов Р. А. Оценка допустимого радиуса изгиба трубопровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 2. С. 73–83.
[12] Гусейнов К. Б. Анализ методов мониторинга пространственного положения газопроводов, проложенных в особых условиях, с целью обеспечения надежности эксплуатации // Нефть, газ и бизнес. 2016. № 11. С. 8–12.
[13] Зайцев Н. Л., Бикбулатов А. Л., Багманов Р. Р. Методы измерения радиуса кривизны и изгибных напряжений в трубопроводах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. С. 110–119.
[14] Кузьбожев А. С., Бирилло И. Н., Бердник М. М. Исследование влияния шага измерений профиля газопровода на точность расчета радиуса изгиба его оси // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2018. № 4. С. 43–49.
[15] Овчинников Н. Т. Методические вопросы применения радиусов изгиба при мониторинге состояния трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. C. 278–289.
[16] Расчет радиуса изгиба трубопровода по результатам обследования трассы / С. П. Сущев [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 3. С. 137–143.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
148-156 |
Построение феноменологической теории турбулентности в жидкости с малыми противотурбулентными присадками
Н. Н. Голунов a, М. В. Лурье a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-148-156
Аннотация: Рассматривается вопрос о построении феноменологической теории турбулентности в жидкостях, обработанных малой противотурбулентной присадкой. Выдвигается тезис о том, что для практических нужд актуальна именно феноменологическая теория, поскольку она определяет параметры рассматриваемого явления в условиях отсутствия детального знания механизмов действия присадок. Различные присадки по-разному воздействуют на сдвиговую турбулентность в трубах и каналах и, соответственно, по-разному изменяют интегральные характеристики турбулентного течения. Одни присадки оказывают влияние только на узкие пристеночные области течения, не изменяя при этом турбулентную вязкость в ядре потока, другие действуют во всем объеме течения и существенно изменяют турбулентную вязкость. Присадки первого типа формируют турбулентное течение посредством изменения краевых условий в известных моделях без изменения коэффициентов модели. Присадки второго типа изменяют как краевые условия, так и коэффициенты самой модели. Показано, что модифицированная теория (модель) сдвиговой турбулентности Кармана в равной степени пригодна для описания турбулентного течения жидкости с присадками как первого, так и второго типа. Следующее из этой модели универсальное уравнение сопротивления с экспериментально определенными коэффициентами переноса позволяет рассчитывать коэффициент гидравлического сопротивления в зависимости от свойств используемой противотурбулентной присадки.
Ключевые слова: трубопровод, турбулентное течение, гидравлическое сопротивление, противотурбулентная присадка, феноменологическая теория турбулентности, турбулентная вязкость, константа Кармана, универсальное уравнение, шероховатость.
Для цитирования:
Голунов Н. Н., Лурье М. В. Построение феноменологической теории турбулентности в жидкости с малыми противотурбулентными присадками // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 148–156.
Список литературы:↓
[1] Кобец Г. Ф. О физическом обосновании механизма снижения сопротивления полимерными присадками. В cб.: Влияние полимерных присадок и упругости поверхности на пристенную турбулентность. Новосибирск : Наука, 1978. С. 24–44.
[2] Пилипенко В. Н. Влияние добавок на пристенные турбулентные течения // Итоги науки и техники. Механика жидкости и газа. Т. 15. C. 156–257. M. : ВИНИТИ АН СССР, 1980.
[3] Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск : Наука, 1986. 144 с.
[4] Nadolink R. H., Haigh W. W. Bibliography on skin friction reduction with polymers and other boundary-layer additives // Applied Mechanics Reviews. 1995. Vol. 48. No. 7. P. 351–460.
[5] Manfield P. D., Lawrence C. J., Hewitt G. F. Drag reduction with additives in multiphase flow // A Literature Survey, Multiphase Science and Technology. 1999. Vol. 11. No. 3. P. 197–221.
[6] Ge W. Studies on the nanostructure, rheology and drag reduction characteristics of drag reducing cationiс surfactant solutions // Ph. D. Thesis. The Ohio state university, 2008.
[7] Нанотехнологии для снижения гидравлического сопротивления трубопроводов / Р. Н. Бахтизин [и др.]. CПб. : Недра, 2018. 352 с.
[8] Седов Л. И., Васецкая Н. Г., Иоселевич В. А. О расчетах турбулентных пограничных слоев с малыми добавками полимеров. В сб.: Турбулентные течения. М. : Наука, 1974. С. 205–220.
[9] Горин Я., Норбери Д. Турбулентное течение разбавленных растворов полимеров // Инженерно-физический журнал. 1995. Т. 27. № 5. С. 830–838.
[10] О снижении гидродинамического сопротивления присадками полимеров / Л. И. Седов [и др.]. В кн. : Механика турбулентных потоков. М. : Наука, 1980. С. 7–29.
[11] Васецкая Н. Г., Иоселевич В. А. О построении полуэмпирической теории турбулентности слабых растворов полимеров // Известия Академии наук СССР. Механика жидкости и газа. 1970. № 2. С. 136–146.
[12] Особенности турбулентных течений растворов мицеллообразующих поверхностно-активных веществ / И. Л. Повх [и др.]. В сб.: Механика турбулентных потоков. М. : Наука, 1980. С. 44–69.
[13] Седов Л. И., Пилипенко В. Н., Каращенко В. Н. Снижение турбулентного сопротивления при течении суспензий и эмульсий. Механика неоднородных и турбулентных потоков: сб. науч. тр.; под ред. акад. В. В. Струминского. М. : Наука, 1989. С. 5–15.
[14] Пилипенко В. Н., Михайлер А. Г. Механизм снижения сопротивления и тепломассоперенос в турбулентных потоках с добавками различной природы // Тепломассообмен – VI : материалы VI Всесоюзной конференции по тепломассообмену. Т. 6.4.2. С. 89–94. Минск : Институт тепло- и массообмена АН БССР, 1980.
[15] Иванюта Ю. Ф., Чекалова Л. А. Исследование профиля скоростей турбулентных течений слабых растворов полимеров в трубе // Инженерно-физический журнал. 1974. Т. 26. № 5. С. 799–806.
[16] Гиневский А. С., Иоселевич В. А., Колесников А. В. Методы расчета турбулентного пограничного слоя // Итоги науки и техники. Механика жидкости и газа. Т. 11. M. : ВИНИТИ АН СССР, 1978. С. 155–304.
[17] Моделирование течения жидкости в присутствии противотурбулентных присадок / А. Ю. Кохановский [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 30–35.
[18] Лурье М. В., Подоба Н. А. Модификация теории Кармана для расчета сдвиговой турбулентности // Доклады Академии наук СССР. 1984. Т. 279. № 3. С. 570–575.
[19] Лурье М. В. Теоретические основы трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : Недра, 2017. 478 с.
[20] Голунов Н. Н. Гидродинамическое обоснование использования теории Кармана для расчета гидравлического сопротивления шероховатых трубопроводов в присутствии противотурбулентных добавок // Территория НЕФТЕГАЗ. 2018. № 10. С. 66–70.
|
|
157-163 |
Исследование причин снижения эффективности депрессорной присадки при перекачке парафинистых нефтей
А. Ю. Ляпин a, В. О. Некучаев b, С. К. Овчинников c, d, М. М. Михеев d
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
c ООО «Транснефть Надзор», 119180, Россия, Москва, ул. Большая Полянка, 57
d АО «Транснефть–Север», 169313, Россия, Ухта, проспект А. И. Зерюнова, 2/1
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-157-163
Аннотация: Целью исследований является выяснение причин снижения эффективности действия депрессорной присадки по мере течения нефти по нефтепроводу. Объекты исследований: поступающая в нефтепровод Уса – Ухта смесь парафинистых нефтей, обработанная и необработанная присадкой ДПН-1, а также ее смесь с высокозастывающей нефтью, подкачиваемой с ПСП «Чикшино». Для достижения поставленной цели были проведены: мониторинг реологических характеристик нефти на ГНПС «Уса», НПС «Чикшино» и «Ухта-1»; лабораторные исследования реологических свойств модельных смесей, составленных с учетом объемов сдачи нефтей нефтедобывающими компаниями; мониторинг реологических свойств точечных проб нефтей по мере течения по нефтепроводу. Установлено, что главным фактором снижения эффективности действия присадки ДПН-1 на смесь парафинистых нефтей является подкачка высокозастывающей нефти с ПСП «Чикшино», доля которой в общем объеме перекачки составляет 10 %.
Ключевые слова: противотурбулентная присадка, температура застывания нефти, высокопарафинистая нефть, парафин, горячая перекачка, вязкость нефти, реология нефти.
Для цитирования:
Исследование причин снижения эффективности депрессорной присадки при перекачке парафинистых нефтей / А. Ю. Ляпин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 157–163.
Список литературы:↓
[1] Агапкин В. М. Трубопроводы для транспортировки высоковязкой и застывающей нефти. М. : Информнефтегазстрой, 1982. 36 с.
[2] Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М. : Недра, 1982. 296 с.
[3] Трубопроводный транспорт нефтей с аномальными свойствами / В. М. Писаревский [и др.] : учеб. пособие. М. : Нефть и газ, 1997. 56 с.
[4] Некучаев В. О., Васенева А. А., Филиппов И. С. Изменение реологических свойств аномальных нефтей Тимано-Печорской провинции при их смешивании и термообработке // Нефтяное хозяйство. 2013. № 8. С. 64–65.
[5] Дегтярев В. Н. Вопросы пуска нефтепровода с парафинистой нефтью после его остановки. М., 1982. Вып. 17. 61 с.
[6] The strength of paraffin gels formed under static and flow conditions / R. Venkatesana [et al.] // Chemical Engineering Science. 2005. Vol. 60. No. 13. P. 3587–3598.
[7] Коротков В. П., Конради В. В., Туманян Б. П. Итоги промышленного эксперимента по перекачке по магистральному нефтепроводу Уса–Ухта–Ярославль высокозастывающей смеси нефтей, обработанной депрессорной присадкой // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. № 6. C. 4–7.
[8] Применение депрессорной присадки при трубопроводном транспорте смесей высокозастывающих нефтей северных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / В. П. Коротков [и др.]// Трубопроводный транспорт нефти. 1994. № 11. С. 11–12.
[9] Конради В. В., Коротков В. П. Опыт транспортировки парафинистой высокозастывающей нефти по магистральному нефтепроводу Уса–Ухта–Ярославль с применением депрессорной присадки // Трубопроводный транспорт нефти. 1998. № 5. С. 30–34.
[10] Мастобаев Б. Н., Дмитриева Т. В., Мовсумзаде Э. М. Депрессорные присадки для трубопроводного транспорта высокопарафинистых нефтей и тяжелых нефтепродуктов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2000. № 5. С. 16–20.
[11] Тогашева А. Р., Карамышев В. Г., Хазипов Р. Х. Применение депрессорных присадок при трубопроводном транспорте высокопарафинистых нефтей // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2006. № 66. С. 217–220.
[12] Тан Б. Х., Челинцев С. Н. Фазовые и структурные переходы в высокозастывающей нефти, обработанной депрессорной присадкой. В сб. : Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2001. № 2. С. 46–48.
[13] Подготовка и транспорт проблемных нефтей (научно-практические аспекты) / Г. И. Волкова [и др.]. Томск : Издательский Дом ТГУ, 2015. 136 с.
[14] Тертерян Р. А. Депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. М. : Химия, 1990. 238 с.
[15] Kelland M. A. Production chemicals for the oil and gas industry. Boca Raton, FL : CRC Press; 2009. 400 p.
[16] Aiyejina A., Chakrabarti D. P., Pilgrim A., Sastry M. K. S. Wax formation in oil pipelines: a critical review. International Journal of Multiphase Flow. 2011;37(7):671–694.
[17] Evaluation of effects of selected wax inhibitors on paraffin deposition / K. S. Wang [et al.] // Petroleum Science and Technology. 2003. No. 21. P. 369–379.
[18] Wax inhibition by comb-like polymers: support of the incorporation-perturbation mechanism from molecular dynamics simulations / Y. H. Jang [et al.] // The Journal of Physical Chemistry. 2007. B. 111. P. 13173–13179.
[19] Семин C. Л., Федоров П. В. Оптимизация технологических режимов магистрального трубопровода в условиях работы пунктов подогрева нефти и применения противотурбулентных присадок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. C. 650–655.
[20] Применение противотурбулентных присадок на «горячих» нефтепроводах / В. В. Жолобов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 5. С. 496–509.
[21] Манжай В. Н. Турбулентное течение нефти, нефтепродуктов и cжиженного природного газа с полимерными добавками // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 92–97.
|
|
164-172 |
Применение комплекса методов неразрушающего контроля для диагностирования фундаментов насосных агрегатов
Л. Ю. Могильнер a, О. А. Придеин a, Е. Ю. Сергеевцев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-164-172
Аннотация: Техническое перевооружение нефтеперекачивающих станций часто предполагает изменение мощности и массы насосного оборудования. В этой связи важно оценить целесообразность замены фундаментов насосных агрегатов и, в том числе, возможность дальнейшего использования уже существующих объектов, так как затраты на замену фундаментов могут превышать расходы на адаптацию имеющихся конструкций под новое оборудование. Авторами разработана технология обследования фундаментов насосных агрегатов с целью определения возможности повышения нагрузки при замене оборудования. Ранее такое обследование не проводилось. В статье представлен состав рекомендуемых диагностических работ, описаны специфика и ограничения применяемых методов, приведены некоторые результаты обследований более 100 фундаментов насосов. Средний возраст объектов выборки составил 44,9 года. В результате геодезических измерений установлено, что крен и осадка фундаментов фактически не изменились за прошедшие десятилетия и соответствуют современным нормативным требованиям, а результаты инженерно-геологических изысканий подтвердили отсутствие серьезной опасности пространственных смещений. Определено, что при проведении диагностики необходимо контролировать наличие гидроизоляции фундамента, состояние защитного слоя бетона, прочность бетона и твердость металла арматуры, соответствие расположения стержней арматуры требованиям проектной и/или нормативно-технической документации. Необходимо убедиться в отсутствии недопустимых коррозионных повреждений металлических конструкций, а также в соответствии конструкции крепления и размеров анкерных болтов требованиям проектной и/или нормативно-технической документации. Приведены данные по выявляемости дефектов различного типа с учетом срока и условий эксплуатации фундаментов.
Ключевые слова: техническая диагностика, обследование, дефект, фундамент насосного агрегата, нефтеперекачивающая станция.
Для цитирования:
Могильнер Л. Ю., Придеин О. А., Сергеевцев Е. Ю. Применение комплекса методов неразрушающего контроля для диагностирования фундаментов насосных агрегатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 164–172.
Список литературы:↓
[1] Анализ повреждений и износа строительных конструкций зданий на объектах магистральных трубопроводов / Н. Н. Скуридин [и др.] // Безопасность труда в промышленности. 2018. № 7. С. 29–34.
[2] О необходимых мерах по обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводного транспорта средствами неразрушающего контроля / В. Е. Щербинин [и др.] // Дефектоскопия. 2011. № 12. С. 77–90.
[3] Лисин Ю. В., Сощенко А. Е. Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России. СПб. : Недра, 2013. 421 с.
[4] Техническое состояние и концепция развития системы защиты от коррозии объектов ОАО «АК «Транснефть» / Т. С. Мустафин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. C. 6–11.
[5] Гиллер Г. А., Могильнер Л. Ю. Контроль качества и диагностика магистральных трубопроводов // В мире неразрушающего контроля. 2001. № 1. С. 4–9.
[6] Улыбин А. В. О выборе методов контроля прочности бетона построенных сооружений // Инженерно-строительный журнал. 2011. № 4. С. 10–15.
[7] Улыбин А. В., Федотов С. Д., Тарасова Д. С. Определение прочности бетона при обследовании зданий и сооружений // Мир строительства и недвижимости. 2012. № 45. С. 2–5.
[8] Козлов А. Б., Шадричев А. Е. Диагностика фундамента питательного насоса // В мире неразрушающего контроля. 2015. № 2. С. 42–44.
[9] Штенгель В. Г. Практическое использование комплекса методов НК для оценки технического состояния промасленных железобетонных конструкций // В мире неразрушающего контроля. 2016. № 4. С. 72–75.
[10] Балабкин Д. В., Ястребов В. А., Цомук С. Р. Автоматизированные комплексы ультразвукового контроля осей вагонов // Технология машиностроения. 2013. № 8. С. 43–44.
[11] Применение электромагнитно-акустических толщиномеров при диагностировании металлоконструкций и механотехнологического оборудования / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 315–325.
|
|
Материалы и оборудование |
|
173-185 |
Применение криогелей для решения задач рационального природопользования и эксплуатации объектов магистральных трубопроводов в условиях Арктики
Л. К. Алтунина a, В. П. Бурков b, П. В. Бурков b, c, В. Ю. Дудников d, Г. Г. Осадчая d, В. С. Овсянникова a, М. С. Фуфаева a
a Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН), 634055, Россия, Томск, Академический проспект, 4
b Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ), 634050, Россия, Томск, проспект Ленина, 30
c Томский государственный архитектурно-строительный университет (ТГАСУ), 634003, Россия, Томск, площадь Соляная, 2
d Ухтинский государственный технический университет (УГТУ), 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-173-185
Аннотация: В условиях Арктической зоны Российской Федерации представляется перспективной методика криоструктурирования почвы – укрепления почвенных горизонтов с использованием композиционных материалов на основе криогеля без выемки неустойчивых грунтов. Экспериментально установлено, что механические и теплоизоляционные свойства криогелей делают целесообразным их применение для укрепления и теплоизоляции грунта, а структура позволяет формирователь устойчивый растительный покров. Полевые эксперименты подтвердили эффективность криоструктурирования для укрепления почвенного слоя и стимулирующее влияние криогеля на микрофлору почвы. Описан опыт применения криотропных композиций в нефтегазовом комплексе. Отмечено, что криогели могут быть использованы для укрепления нестабильных грунтовых оснований объектов магистральных трубопроводов, а также для скрепления грунта (например, на откосах). Кроме того, целесообразно их применение в качестве средства инженерной защиты от неравномерной осадки основания траншеи и предотвращения ее расползания: криогель нагнетается в грунт основания дна траншеи, в результате формируется опорная система в виде пространственной решетки. Криотропный материал образуется после первого цикла замораживания и оттаивания, и с каждым циклом его прочность и упругость увеличиваются. Рассмотрены перспективы применения криогелей в различных инженерно-геологических условиях и с учетом результатов ландшафтно-территориального анализа. Сделан вывод, что использование композиционных материалов на основе криогеля является перспективным инновационным научным направлением, расширяющим технологические возможности по освоению и использованию пространств и ресурсов Арктики.
Ключевые слова: стратегия развития Арктики, криогель, криоструктурирование почвы, землеустройство, многолетнемерзлый грунт, криолитозона.
Для цитирования:
Применение криогелей для решения задач рационального природопользования и эксплуатации объектов магистральных трубопроводов в условиях Арктики / Л. К. Алтунина [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 173–185.
Список литературы:↓
[1] Реализация экологической составляющей устойчивого развития в российской Арктике / Г. Г. Осадчая [и др.] // Актуальные проблемы экологии и природопользования : Сборник научных трудов XX Международной научно-практической конференции. М. : РУДН, 2019. Т. 1. С. 316–320.
[2] Осадчая Г. Г., Тумель Н. В., Королева А. М. Морфологическая структура криогенных ландшафтов Большеземельской тундры // Криосфера Земли. 2016. Т. 20. № 3. С. 14–23.
[3] Алтунина Л. К., Манжай В. Н., Фуфаева М. С. Механические и теплофизические свойства криогелей и пенокриогелей, полученных из водных растворов поливинилового спирта // Журнал прикладной химии. 2006. Т. 79. № 10. С. 1689–1692.
[4] Касаткин А. Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. М. : Химия, 1971. 784 с.
[5] Lozinsky V. I. A brief history of polymeric cryogels // Advances in Polymer Science. 2014. Vol. 263. P. 1–48.
[6] Lozinsky V. I., at al. Cryostructuring of polymeric systems. 36. Poly(vinyl alcohol) cryogels prepared from solutions of the polymer in water/low-molecular alcohol mixtures // European Polymer Journal. 2014. No. 53. С. 189–205.
[7] Манжай В. Н., Фуфаева М. С. Свойства криогелей и их применение в технологиях добычи и транспорта нефти // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2011. № 6. С. 102–107.
[8] Криогели для защиты почв от дефляции и создание зеленого покрова / Л. К. Алтунина [и др.] // Северный регион: наука, образование, культура. 2015. Т. 2. № 2. С. 216–221.
[9] Организационно-технические мероприятия по использованию криогелей для повышения несущей способности грунтов при строительстве и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта / Л. К. Алтунина [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. С. 164–173.
[10] Анализ напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях вечной мерзлоты / П. В. Бурков [и др.] // Вестник Кузбасского государственного технического университета. 2013. № 6. C. 77–79.
[11] Исследование напряженно-деформированного состояния участка магистрального газопровода методом конечных элементов в условиях осадки слабосвязанных грунтов / П. В. Бурков [и др.] // Вестник Кузбасского государственного технического университета. 2013. № 3. С. 12–15.
[12] Burkov P. V., Burkova S. P., Kravchenko A. N. Finite element model of trenchless pipe laying. 6th International Scientific Practical Conference on Innovative Technologies and Econo-mics in Engineering; 2015 May 21–23; Yurga, Russian Federation. Bristol : Institute of Physics Publishing, 2015. V. 91.
[13] Лозинский В. И. Криотропное гелеобразование растворов поливинилового спирта // Успехи химии. 1998. Т. 67. № 7. С. 641–655.
[14] Изучение криоструктурированных систем. Влияние пористости дисперсного наполнителя на физико-химические характеристики композитных криогелей поливинилового спирта / В. И. Лозинский [и др.] // Коллоидный журнал. Т. 79. № 4. 2017. С. 449–460.
[15] Изучение криоструктурированных систем. Физико-химические свойства и микроструктура криогелей поливинилового спирта, сформированных из растворов полимера в смесях диметилсульфоксида с низкомолекулярными спиртами / В. И. Лозинский [и др.] // Коллоидный журнал. Т. 79. № 6. 2017. С. 756–765.
[16] Изучение криоструктурирования полимерных систем. Физико-химические свойства и морфология криогелей поливинилового спирта, сформированных многократным замораживанием-оттаиванием / В. И. Лозинский [и др.] // Коллоидный журнал. 2008. Т. 70. № 2. С. 212–222.
[17] Altunina L. K., Kuvshinov V. A., Dolgikh S. N. Cryogels – promising material for underground works in permafrost // Advances in the Geological Storage of Carbon Dioxide. Ed. by S. Lombardi, L. K. Altunina, S. E. Beaubien. NATO Science Series : IV. Earth and Environmental Sciences. Vol. 65. Dordrecht : Springer, 2006. P. 103–110.
[18] Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Долгих С. Н. Криогели для тампонажных работ в районах распространения многолетнемерзлых пород // Гидротехника. 2010. № 3. С. 52–56.
[19] Hetero-module materials based on cryogels and designed for work in arctic conditions / M. S. Fufaeva [et al.] // Proceedings of the International Conference on Advanced Materials with Hierarchical Structure for New Technologies and Reliable Structures (AMHS 2017). Vol. 1909. American Institute of Physics Inc., 2017.
[20] Композиционные криогели – новые конструкционные материалы для освоения Арктики / О. А. Кохановская [и др.] // Новые материалы и технологии в условиях Арктики : материалы международного симпозиума. Ставрополь : Центр научного знания «Логос», 2014. С. 322–327.
[21] Пармузин С. Ю. Рациональное природопользование в криолитозоне. М. : Изд-во Московского университета, 2006. 276 с.
[22] Осадчая Г. Г., Зенгина Т. Ю. Мерзлотно-ландшафтная оценка территории для целей промышленного освоения // Перспективы развития инженерных изысканий в строительстве Российской Федерации : материалы докладов XIV Общероссийской научно-практической конференции и выставки изыскательских организаций. М. : Геомаркетинг, 2016. С. 278–282.
[23] Тумель Н. В., Зотова Л. И. Геоэкология криолитозоны : учеб. пособие. М. : Изд-во Юрайт, 2018. 180 с.
[24] Тумель Н. В., Зенгина Т. Ю., Лаптева Е. М. Обзорная геокриологическая карта Большеземельской тундры (Республика Коми и Ненецкий автономный округ) М 1:1000000 / Г. Г. Осадчая [и др.] // Отчет проекта ПРООН/ГЭФ/ЕС Укрепление системы особо охраняемых природных территорий Республики Коми в целях сохранения биоразнообразия первичных лесов в районе верховьев р. Печора. Сыктывкар, 2015. 112 с.
[25] Осадчая Г. Г., Зенгина Т. Ю. Территориальные биосферные ресурсы криолитозоны Большеземельской тундры в условиях интенсивного освоения углеводородного сырья // Ресурсы и риски регионов с вечной мерзлотой в меняющемся мире : труды Десятой Международной конференции по мерзлотоведению. Салехард, 2012. Т. 3. С. 189–192.
[26] Исаченко А. Г. Ландшафтоведение и физико-географическое районирование. М. : Высшая школа, 1991. 365 с.
|
|
Защита от коррозии |
|
186-193 |
Методика определения поляризационного потенциала при проведении коррозионных обследований подземных трубопроводов
А. А. Болотовa
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-186-193
Аннотация: Условием эффективности катодной защиты подземных трубопроводов являются значения поляризационных потенциалов металла, превышающие или равные величине, при которой скорость коррозии составляет не более 0,01 мм/год. Диапазон значений поляризационных потенциалов, соответствующих эффективной защите от коррозии, был установлен опытным путем в результате большого количества натурных экспериментов в различных условиях эксплуатации трубопроводов. Он составляет от –0,65 до –1,15 В относительно медно-сульфатного электрода сравнения (м.с.э). При проведении коррозионных обследований подземных трубопроводов отмечаются случаи, когда величины поляризационных потенциалов, полученные в результате измерений с помощью приборов, предназначенных для этой цели, значительно превышают максимально допустимые значения, регламентированные нормативными документами. Автором предлагается оригинальная методика определения поляризационного потенциала, основанная на анализе зависимостей потенциала вспомогательного электрода от времени после прерывания тока поляризации. Значения поляризационных потенциалов, полученные с помощью этой методики, находятся в стандартном диапазоне. Методика может быть рекомендована для опытного применения при коррозионных обследованиях подземных трубопроводов в различных условиях эксплуатации с целью подтверждения соответствия полученных результатов условию эффективности катодной защиты.
Ключевые слова: подземный трубопровод, коррозионные обследования, электрохимическая защита, поляризационный потенциал, двойной электрический слой, вспомогательный электрод.
Для цитирования:
Болотов А. А. Методика определения поляризационного потенциала при проведении коррозионных обследований подземных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 186–193.
Список литературы:↓
[1] Томашов Н. Д. Теория коррозии металлов. М. : Металлургиздат, 1952. 199 с.
[2] Улиг Г. Г., Реви Р. У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. Ленинград : Химия, 1989. 456 с.
[3] Büchler M. A new perspective on cathodic protection criteria promotes discussion // Materials Performance. 2015. No. 1. P. 44–48.
[4] Лукомский Ю. Я., Гамбург Ю. Д. Физико-химические основы электрохимии : учебник. Долгопрудный : Издательский дом «Интеллект», 2008. 424 с.
[5] Электроаналитические методы. Теория и практика / под ред. Ф. Шольца. М. : БИНОМ. Лаборатория знаний, 2006. 326 с.
[6] Ueli М. Angst, M. Büchler. Impact of IR Drops on the – 850 mVCSE cathodic protection criterion for coated steel pipes in soil // Journal of pipeline systems engineering and practice. 2018. No. 9. P. 04017035-1-11.
[7] Болотов А. А., Опара Б. К. Способ определения эффективности катодной защиты на подземном трубопроводе. Газовая промышленность. 2011. № 5. С. 62–64.
[8] Киселев В. Г. Проблемы обеспечения поляризационного защитного потенциала на подземных металлических трубопроводах // Научно-технические ведомости Санкт-Петербурского государственного политехнического университета. 2015. № 4. C. 106–114.
[9] Лукович В. В. О поляризационном потенциале магистрального трубопровода // Геофизический журнал. 2010. Т. 32. № 6. С. 231–235.
[10] Анашкин А. А., Угаров Г. Г. Пути повышения адаптивности средств измерения поляризационного потенциала при воздействии случайных помех // Вопросы электротехнологии. 2017. Т. 14. № 1. C. 138–144.
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
194-201 |
Использование ветродизельной электростанции как основного источника электроснабжения нефтеперекачивающей станции
Т. Г. Шмаков a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-194-201
Аннотация: Для электрификации объектов в районах децентрализованного энергоснабжения, как правило, сооружают автономную дизельную электростанцию. Ее функционирование предполагает использование дизельного топлива в основном для запуска агрегата, остальное время дизель-генераторные установки работают на очищенной нефти. Для уменьшения расхода топлива (подготовленной нефти), снижения нагрузки на дизель-генераторы предложено использовать в качестве основного источника электроэнергии для нефтеперекачивающих станций, расположенных в регионах с высоким ветроэнергетическим потенциалом, автономную гибридную энергосистему – ветродизельную электростанцию, в которой реализована параллельная схема работы ветроэлектростанции и дизельной электростанции. Приведена схема функционирования ветродизельной электростанции. Описан оптимальный алгоритм расчета распределения мощности между разномощными дизель-генераторными установками для случая, когда нет возможности разместить установки одной мощности в машинном зале станции. Алгоритм основан на решении системы уравнений методом множителей Лагранжа. Приведен практический пример приложения алгоритма.
Ключевые слова: электроснабжение, нефтеперекачивающая станция, дизельная электростанция, ветроэлектростанция, ветродизельная электростанция, метод множителей Лагранжа.
Для цитирования:
Шмаков Т. Г. Использование ветродизельной электростанции как основного источника электроснабжения нефтеперекачивающей станции // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 194–201.
Список литературы:↓
[1] Дмитриенко В. Н., Лукутин Б. В. Выбор мощности генерирующего оборудования автономной солнечно-дизельной электростанции мегаваттного класса // Фундаментальные исследования. 2015. № 4. С. 61–66.
[2] Попель О. С. Автономные энергоустановки на возобновляемых источниках энергии // Энергосбережение. 2006. № 3. С. 70–75.
[3] Андреев В. М., Забродский А. Г., Когновицкий С. О. Интегрированная солнечно-ветровая энергетическая установка с накопителем энергии на основе водородного цикла // Альтернативная энергетика и экология. 2007. № 2. С. 99–105.
[4] Nelson D. B., Nehrir M. H., Wang C. Unit sizing of standalone hybrid wind / PV / fuel cell power generation systems // IEEE Power egineering society general meeting. 2005. No. 3. P. 2116–2122.
[5] Бессель В. В. Смена энергетической парадигмы неизбежна – вопрос только во времени // Экологический вестник России. 2018. № 6. С. 9–14.
[6] Смена парадигмы на мировом энергетическом рынке / В. В. Бессель [и др.] // Газовая промышленность. 2017. № 4. С. 28–33.
[7] Повышение эффективности и надежности энергообеспечения удаленных и автономных объектов нефтегазового комплекса России / В. В. Бессель [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 144–147.
[8] Бессель В. В., Мингалеева Р. Д., Павлюк В. Е. Повышение энергетической эффективности и надежности энергообеспечения удаленных объектов транспорта газа за счет применения гибридных ветродизельных электростанций // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 3. С. 88–95.
[9] Тихонов А. В. Повышение эффективности комбинированных систем автономного электроснабжения на основе возобновляемых источников энергии : автореф. дисс. … канд. техн. наук. М. : ФГБНУ ФНАЦ ВИМ, 2013. 26 c.
[10] АО «Транснефть–Сибирь» завершило работы по электрификации объектов магистрального нефтепровода Заполярье–Пурпе. https://siberia.transneft.ru/press/news/?id=41392 (дата обращения: 19.06.2019).
[11] Шмаков Т. Г. Перспектива использования ветро-дизельной электростанции на головной нефтеперекачивающей станции «Заполярье» // Трубопроводный транспорт. Теория и практика. 2018. № 2. С. 22–25.
[12] Шмаков Т. Г. Создание энергонезависимого линейного узла запорной арматуры магистрального нефтепровода, проходящего в районе децентрализованного электроснабжения // Территория НЕФТЕГАЗ. 2018. № 12. С. 90–96.
[13] Мингалеева Р. Д., Бессель В. В. Методика оценки суммарной мощности ветроэлектростанции // Территория НЕФТЕГАЗ. 2014. № 9. С. 82–86.
[14] Мингалеева Р. Д., Зайцев В. С., Бессель В. В. Оценка технического потенциала ветровой и солнечной энергетики России // Территория НЕФТЕГАЗ. 2014. № 3. С. 82–90.
[15] Системы электроснабжения с ветровыми и солнечными электростанциями: учебное пособие / Б. В. Лукутин [и др.]. Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2015. 128 с.
[16] Схемы магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/pipelines/ (дата обращения: 03.10.2019).
[17] Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2018–2022 гг., 2017.
[18] ПАО «Дагестанская энергосбытовая компания» : оф. сайт. http://www.dag-esk.ru/ (дата обращения: 07.10.2019).
[19] Безруких П. П., Безруких П. П. (мл.), Грибков С. В. Ветроэнергетика: Справочно-методическое издание. М. : Интехэнерго-Издат, Теплоэнергетик, 2014. 304 с.
[20] Бельков В. Н., Ланшаков В. Л. Автоматизированное проектирование технических систем: учебное пособие. М. : Академия Естествознания, 2009. 143 с.
[21] Костин В. Н. Электропитающие системы и электрические сети : учебное пособие. СПб. : Изд-во СЗТУ, 2007. 154 с.
[22] Lundsager P., Cristensen C. J. Main results from Riso’s Wind Diesel Programme 1984–1990. Roskilde: Riso National Laboratory Publ., 1991. 250 p.
[23] Delgado J., Hansen J. C., Tande J. O., Norgard P. B. Running-in and economic re-assessment of 15% wind energy penetration in Cape Verde // Proceeding of the EWEA special topic conference «The Economic of Wind energy‘95». Helsinki: Finnish Wind Power Association; 1996. P. 77–84.
|
|
Экология |
|
202-209 |
Методика прогнозирования степени улавливания паров углеводородов при абсорбции
А. А. Коршак a, А. В. Николаева b, А. С. Нагаткина c, М. Т. Гайсин b, Ан. А. Коршак a, В. В. Пшенин d
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
c AО «Транснефть–Приволга», 443020, Россия, Самара, ул. Ленинская, 100
d Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Россия, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-202-209
Аннотация: За годы практического применения абсорбции разработаны различные методы расчета абсорберов. В их числе – расчет процессов массопереноса, основанный на использовании т. н. коэффициента массопередачи β, показывающего, какая масса целевого вещества переходит из газовой фазы в жидкую через единицу площади поверхности за единицу времени. Для определения β используют эмпирические зависимости, справедливые для конкретного типа абсорбера и заданных условий эксплуатации. Но эти расчеты относительно сложны и применимы не для любой конструкции абсорбера. Расчеты фазовых переходов с использованием констант фазового равновесия не зависят от конструктивных особенностей аппарата, в котором происходит массообмен. Однако до настоящего времени теория фазовых равновесий использовалась для расчетов разделения многокомпонентной смеси в отсутствии воздуха, а значит, не могла быть применена для прогнозирования фазовых переходов при контакте газовоздушной смеси с жидким поглотителем. На основе теории фазовых переходов авторами разработана упрощенная методика прогнозирования степени улавливания паров нефти при абсорбции. Методика успешно апробирована при расчетах эффективности работы струйно-абсорбционной установки рекуперации паров нефти. Выполнено моделирование работы установки в случае замены абсорбента. Показано, что замена используемой в качестве рабочей жидкости легкоиспаряющейся нефти на нефть с меньшим давлением насыщенных паров позволит существенно повысить степень улавливания паров углеводородов.
Ключевые слова: установка рекуперации паров, абсорбция, абсорбент, теория фазовых равновесий, константа фазовых равновесий, давление насыщенных паров.
Для цитирования:
Методика прогнозирования степени улавливания паров углеводородов при абсорбции / А. А. Коршак [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 202–209.
Список литературы:↓
[1] Гадельшин Р. З., Гадельшина А. Р. Влияние эксплуатационных факторов на работоспособность периферийных уплотнений плавающих покрытий резервуаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 3. С. 80–84.
[2] Дидковский О. В. Уплотняющие затворы понтонов и плавающих крыш // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 1. С. 60–67.
[3] Сунагатуллин Р. З., Коршак А. А., Зябкин Г. В. Современное состояние рекуперации паров при операциях с нефтью и нефтепродуктами // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 111–119.
[4] Гельперин Н. И. Основные процессы и аппараты химической технологии. В двух книгах. М. : Химия, 1981. 812 с.
[5] Кафаров В. В. Основы массопередачи. М. : Высшая школа, 1972. 496 с.
[6] Очистка технологических газов / Т. А. Семенова [и др.]. М. : Химия, 1977. 488 с.
[7] Рамм В. М. Абсорбция газов. М. : Химия, 1976. 656 с.
[8] Расчеты химико-технологических процессов : учеб. пособие / А. Ф. Туболкин [и др.]. Л. : Химия, 1982. 248 с.
[9] Броунштейн Б. И., Щеголев В. В. Гидродинамика, массо- и теплообмен в колонных аппаратах. Л. : Химия, 1988. 336 с.
[10] Данквертс П. В. Газожидкостные реакции. М. : Химия, 1973. 296 с.
[11] Шервуд Т. К., Пигфорд Р. Л., Уилки Ч. Р. Массопередача. М. : Химия, 1982. 696 с.
[12] Акберов Р. Р. Особенности расчета фазового равновесия пар–жидкость многокомпонентных систем при использовании уравнения Соава–Редлиха–Квонга // Теоретические основы химической технологии. 2011. Т. 45. № 3. С. 329–335.
[13] Степанова Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. М. : Недра, 1983. 192 с.
[14] Гуревич Г. Р., Брусиловский А. И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М. : Недра, 1984. 264 с.
[15] Лутошкин Г. С., Дунюшкин И. И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. М. : Недра, 1985. 135 с.
[16] Трубопроводный транспорт нестабильного газового конденсата / А. А. Коршак [и др.]. М. : ВНИИОЭНГ, 1994. 224 с.
[17] Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов / П. И. Тугунов [и др.]. Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2002. 658 с.
[18] Волкодаева М. В., Киселев А. В. О развитии системы экологического мониторинга качества атмосферного воздуха // Записки Горного института. 2017. Т. 227. С. 589–596.
[19] Щепин С. Л. Улавливание паров бензина из резервуаров с использованием жидкостно-газовых эжекторов : дис. … канд. техн. наук. Уфа : УГНТУ, 2007. 141 с.
|
|
Пожарная и промышленная безопасность |
|
210-218 |
Система мер по снижению рисков и уменьшению опасностей бедствий в целях повышения экономической безопасности
В. А. Пучков a
b ПАО «Объединенная авиастроительная корпорация» (ПАО «ОАК»), 115054, Россия, Москва, ул. Большая Пионерская, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-2-210-218
Аннотация: Актуальность исследований с целью совершенствования системы мер по снижению рисков и уменьшению опасностей бедствий для повышения экономической безопасности обусловлена многообразием и усилением влияния угроз различного характера в современных социально-экономических условиях. В настоящее время требуется постоянный анализ и актуальный прогноз для своевременной корректировки, а в ряде случаев разработки новых направлений оценки рисков в целях обеспечения реализации национальных проектов и государственных программ в условиях начавшейся рецессии мировой экономики. По итогам настоящего исследования предлагается система мер по снижению рисков и уменьшению опасностей чрезвычайных ситуаций, пожаров, техногенных аварий и других бедствий, а также по совершенствованию экономических механизмов деятельности крупных компаний, субъектов экономической деятельности и территорий в целом в области повышения безопасности жизнедеятельности. Уточняется понятие безопасности жизнедеятельности – дается его всеобъемлющая формулировка. Рассматриваются причины возникновения опасностей и угроз техногенного, природного, пожарного, биолого-социального и иного характера. На базе теории многомерных наблюдений описывается состояние поля угроз, в том числе дается системный многофакторный анализ источников опасностей. Предлагается система экономических мер, направленных на снижение количества и минимизацию последствий бедствий, позволяющих оптимизировать распределение финансовых, материально-технических и других ресурсов в области обеспечения безопасности жизнедеятельности.
Ключевые слова: оценка рисков, безопасность жизнедеятельности, многофакторный анализ, источники опасности, поле угроз, экономическая безопасность.
Для цитирования:
Пучков В. А. Система мер по снижению рисков и уменьшению опасностей бедствий в целях повышения экономической безопасности // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 2. С. 210–218.
Список литературы:↓
[1] Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Т. 1–53. М. : Знание, 1998–2017.
[2] Политика в области охраны труда, энергоэффективности, промышленной и экологической безопасности : официальный сайт ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/development/politika-v-oblasti- (дата обращения: 22.11.2019).
[3] Маршалл В. Основные опасности химических производств. М. : Мир, 1989. 671 c.
[4] Сергеева О. Ю., Каримова А. А. Экономические последствия санкций для российской экономики // Вопросы экономики и управления. 2017. № 1. C. 134–137.
[5] Шипунов Ф. Я. Организованность биосферы. М. : Наука, 1980. 291 с.
[6] Киссин И. Г. Вода под землей. М. : Наука, 1976. 224 c.
[7] Грачев Г. В. Информационно-психологическая безопасность личности: состояние и возможности психологической защиты. М. : Изд-во РАГС, 1998. 120 c.
[8] Кривошапка И. Чрезвычайные ситуации: как ликвидировать, управлять и прогнозировать // Эффективное антикризисное управление. 2013. № 4. С. 16–20.
[9] Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика : в 10 т. Т. 2. Теория поля : учеб. пособие для вузов. 7-е изд., исправленное. М. : Наука, 1988. 512 с.
[10] Физическая энциклопедия / гл. ред. А. М. Прохоров. Т. 3. Магнитоплазменный – Пойнтинга теорема. М. : Большая российская энциклопедия, 1992. Т. 3. 672 с.
[11] Bishop Y. М. М., Fienberg S. Е., Holland Р. W. Discrete multivariate analysis: theory and practice // Bulletin of the American Mathematical Society. 1978. Vol. 84. Nо. 3. P. 470–480.
[12] Данилов-Данильян В. И., Лосев К. С. Экологический вызов и устойчивое развитие : учеб. пособие. М. : Прогресс-Традиция, 2000. 416 с.
[13] Методические рекомендации по планированию действий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций и мероприятий гражданской защиты / под ред. В. А. Пучкова. М. : ФГБУ ВНИИ ГОЧС, 2004.
[14] Яйли Е. А., Музалевский А. А. Риск: анализ, оценка, управление / под ред. Л. Н. Карлина. СПб. : РГГМУ, ВВМ, 2005. 234 с.
[15] Васильев В. И. Устойчивость объектов экономики в чрезвычайных ситуациях : учеб. пособие. СПб. : СПбГПУ, 2002. 318 с.
[16] Федорец А. Г. Снова о слове. Формирование терминологической системы понятия «безопасность» (в техносфере) // Безопасность и охрана труда. 2015. № 4. C. 40–49.
[17] Измалков А. В. Управление безопасностью социально-экономических систем : дисс. ... докт. эконом. наук. М. : Государственный университет управления, 1999. 412 c.
[18] Трбоевич В. М. Критерии риска в странах ЕС // Актуальные проблемы регулирования природной и техногенной безопасности в ХХI веке : материалы X Международной научно-практической конференции по проблемам защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций. МЧС России. М. : Ин-октаво, 2005. С. 45–57.
[19] Пучков В. А. Совершенствование системы финансового обеспечения предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций // Проблемы правовых и экономических способов предупреждения и минимизации ущерба, возникшего в условиях чрезвычайных ситуаций : доклады и тезисы выступлений. М. : ИИЦ ВНИИ ГОЧС, 2000. С. 169–172.
[20] Методические рекомендации по организации первоочередного жизнеобеспечения населения в чрезвычайных ситуациях / под ред. В. А. Пучкова. М. : ВНИИ ГОЧС, 1999. 74 c.
[21] Пучков В. Стратегии государственного регулирования инновационного развития системы безопасности жизнедеятельности населения. М. : Антарес, 2019. 431 с.
[22] Чрезвычайные ситуации. Энциклопедия школьника / С. К. Шойгу [и др.]. М. : Монтажспецстрой, 2004. 402 c.
[23] Пучков В. А., Стрелков С. В. Совершенствование системы страховой защиты населения от чрезвычайных ситуаций // Проблемы правовых и экономических способов предупреждения и минимизации ущерба, возникшего в условиях чрезвычайных ситуаций : доклады и тезисы выступлений. М. : ИИЦ ВНИИ ГОЧС, 2000. С. 189–193.
[24] Сериков П. Ю. О рисках инвестиционных проектов строительства магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1. C. 94–100.
|
